RU2188315C1 - Method of oil pool development - Google Patents
Method of oil pool development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2188315C1 RU2188315C1 RU2001131059A RU2001131059A RU2188315C1 RU 2188315 C1 RU2188315 C1 RU 2188315C1 RU 2001131059 A RU2001131059 A RU 2001131059A RU 2001131059 A RU2001131059 A RU 2001131059A RU 2188315 C1 RU2188315 C1 RU 2188315C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- oil
- dispersion
- solid particles
- carbonic acid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heterogeneous flooded oil deposits.
Известен способ изоляции притока вод в скважину, включающий закачку раствора полиакриламида и глинистой суспензии [Авторское свидетельство СССР 933963, кл. Е 21 В 43/32, опублик, 1983г.]. A known method of isolating the influx of water into a well, including the injection of a solution of polyacrylamide and clay slurry [USSR Author's Certificate 933963, class. E 21 In 43/32, published, 1983].
Недостатками известного способа является быстрое высаждение глины вблизи скважины и быстрый рост давления закачки. The disadvantages of this method is the rapid precipitation of clay near the well and the rapid increase in injection pressure.
Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водного раствора полиакриламида и водной дисперсии глины (полимердисперсной системы), содержащих едкий натр, оторочками в объеме 50-200 м3 каждая до снижения приемистости нагнетательной скважины на величину не более 50% и отбор нефти через добывающие скважины [Патент РФ 2044872, кл. Е 21 В 43/22, опублик. 1995г.].A known method of influencing a reservoir with heterogeneous reservoirs, comprising sequentially pumping through an injection well an aqueous solution of polyacrylamide and an aqueous clay dispersion (polymer dispersed system) containing sodium hydroxide, in rims of 50-200 m 3 each, reduces the injectivity of the injection well by no more than 50 % and oil withdrawal through production wells [RF Patent 2044872, cl. E 21 B 43/22, published. 1995].
Известный способ зачастую бывает не воспроизводим, т.к. при закачке 50 м3 полимердисперсной системы возможно снижение приемистости скважины на величину более 50%. Кроме того, создание за счет едкого натра подвижной полимердисперсной системы способствует быстрому снижению эффективности обработки и приводит к необходимости частого проведения повторных закачек.The known method is often not reproducible, because when 50 m 3 of polymer-dispersed system is injected, it is possible to reduce well injectivity by more than 50%. In addition, the creation of a mobile polymer-dispersed system due to caustic soda promotes a rapid decrease in processing efficiency and leads to the need for frequent repeated downloads.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины в обводненный пласт рабочего агента и полимердисперсной системы, состоящей из последовательно чередующейся закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и водной дисперсии глины с добавкой карбоната натрия в количестве 0,3-5% от массы глины [Авторское свидетельство СССР 1755611, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996г. - прототип]. Closest to the invention, the technical essence is a method of developing a heterogeneous oil reservoir, including the selection of oil through production wells and injection through injection wells into a flooded reservoir of a working agent and a polymer dispersed system consisting of sequentially alternating injection of an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide and an aqueous clay dispersion with an additive sodium carbonate in an amount of 0.3-5% by weight of clay [USSR Author's Certificate 1755611, cl. E 21 B 43/20, published. 1996 - prototype].
Известный способ позволяет продавить полимердисперсную систему далеко в пласт и создать в пласте надежную изоляцию высокопроницаемых зон. Однако после этого процесс вытеснения нефти из низкопроницаемых зон залежи становится малоэффективным вследствие недостаточной подвижности рабочего агента. The known method allows you to push the polymer dispersed system far into the formation and create reliable isolation of highly permeable zones in the formation. However, after this, the process of oil displacement from low-permeability zones of the reservoir becomes ineffective due to insufficient mobility of the working agent.
В изобретении решается задача повышения эффективности вытеснения нефти из низкопроницаемых зон залежи и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи. The invention solves the problem of increasing the efficiency of oil displacement from low-permeability zones of the reservoir and, thus, increasing the oil recovery of the reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы, состоящей из последовательно чередующейся закачки водного раствора полимера и водной дисперсии твердых частиц и соли угольной кислоты, согласно изобретению соль угольной кислоты закачивают совместно с водной дисперсией твердых частиц или после закачки водной дисперсии твердых частиц в виде раствора или дисперсии соли угольной кислоты в воде, при этом соль угольной кислоты используют в количестве от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии, после чего закачивают водный раствор кислоты и проводят технологическую выдержку в течение 0,1-0,5 суток. The problem is solved in that in the method of developing an oil deposit, including the selection of oil through production wells, injection through the injection wells of a working agent and a polymer dispersed system consisting of sequentially alternating injection of an aqueous polymer solution and an aqueous dispersion of solid particles and a salt of carbonic acid, according to the invention, a carbon salt acids are pumped together with an aqueous dispersion of solid particles or after injection of an aqueous dispersion of solid particles in the form of a solution or dispersion of a salt of carbonic acid in water e, while the carbonic acid salt is used in an amount of from 6 to 15% of the amount of solid particles in the dispersion, after which an aqueous acid solution is pumped and technological exposure is carried out for 0.1-0.5 days.
Признаками изобретения являются:
1. отбор нефти через добывающие скважины;
2. закачка через нагнетательные скважины рабочего агента;
3. закачка через нагнетательные скважины полимердисперсной системы, состоящей из последовательно чередующейся закачки водного раствора полимера и водной дисперсии твердых частиц и соли угольной кислоты;
4. закачка соли угольной кислоты совместно с водной дисперсией твердых частиц или после закачки водной дисперсии твердых частиц в виде раствора или дисперсии соли угольной кислоты в воде;
5. использование соли угольной кислоты в количестве от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии;
6. закачка водного раствора кислоты;
7. технологическая выдержка в течение 0,1-0,5 суток.The features of the invention are:
1. the selection of oil through production wells;
2. injection through the injection wells of the working agent;
3. injection through injection wells of a polymer dispersed system consisting of sequentially alternating injection of an aqueous polymer solution and an aqueous dispersion of solid particles and a carbonic acid salt;
4. injection of a carbonic acid salt together with an aqueous dispersion of solid particles or after injection of an aqueous dispersion of solid particles in the form of a solution or dispersion of a carbonic acid salt in water;
5. the use of carbonic acid salts in an amount of from 6 to 15% of the amount of solid particles in the dispersion;
6. injection of an aqueous acid solution;
7. technological exposure for 0.1-0.5 days.
Признаки 1-3 являются сходными с прототипом, признаки 4-7 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1-3 are similar to the prototype, signs 4-7 are the salient features of the invention.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи рабочий агент, закачиваемый через нагнетательные скважины, вытесняет нефть, в основном, из высокопроницаемых зон залежи. Для закупоривания высокопроницаемых зон и направления рабочего агента в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны через нагнетательные скважины закачивают полимердисперсные системы. Однако после этого процесс вытеснения нефти из низкопроницаемых зон залежи становится малоэффективным вследствие недостаточной подвижности рабочего агента. В изобретении решается задача повышения эффективности вытеснения нефти из низкопроницаемых зон залежи и, таким образом, повышения нефтеотдачи залежи.SUMMARY OF THE INVENTION
When developing an oil reservoir, a working agent pumped through injection wells displaces the oil mainly from the highly permeable zones of the reservoir. To clog highly-permeable zones and direct the working agent into low-permeable oil-saturated zones, polymer-dispersed systems are pumped through injection wells. However, after this, the process of oil displacement from low-permeability zones of the reservoir becomes ineffective due to insufficient mobility of the working agent. The invention solves the problem of increasing the efficiency of oil displacement from low-permeability zones of the reservoir and, thus, increasing the oil recovery of the reservoir.
Согласно предложенному способу при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента. Периодически, по мере повышения обводненности нефти через нагнетательные скважины закачивают полимердисперсную систему. Для этого проводят чередующиеся закачки водного раствора полимера и водной дисперсии твердых частиц и соли угольной кислоты. Соль угольной кислоты закачивают совместно с водной дисперсией твердых частиц или после закачки водной дисперсии твердых частиц в виде раствора или дисперсии соли угольной кислоты в воде. Соль угольной кислоты используют в количестве от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии. После чего закачивают водный раствор кислоты и проводят технологическую выдержку в течение 0,1-0,5 суток. According to the proposed method, when developing an oil reservoir, oil is taken through production wells and injected through the injection wells of the working agent. Periodically, as the water content of the oil increases, a polymer-dispersed system is pumped through injection wells. For this, alternating injections of an aqueous polymer solution and an aqueous dispersion of solid particles and carbonic acid salt are carried out. The carbonic acid salt is injected together with the aqueous dispersion of solid particles or after the aqueous dispersion of the solid particles is injected in the form of a solution or dispersion of the carbonic acid salt in water. Salt of carbonic acid is used in an amount of from 6 to 15% of the amount of solid particles in the dispersion. After that, an aqueous acid solution is pumped in and technological exposure is carried out for 0.1-0.5 days.
В качестве полимердисперсной системы используют классические полимердисперсные системы и модифицированные полимердисперсные системы, например коллоидно-дисперсную систему, волокнисто-дисперсную систему, структурообразующую композицию и др. В качестве дисперсной части возможно использование дисперсии, модифицированной катализаторами отверждения полимерной части, щелочами, кислотами, поверхностно-активными веществами, углеводородными соединениями. As the polymer-dispersed system, classical polymer-dispersed systems and modified polymer-dispersed systems, for example, a colloidal dispersed system, a fiber-dispersed system, a structure-forming composition, etc. are used. As a dispersed part, it is possible to use a dispersion modified with curing catalysts of the polymer part, alkalis, acids, surface-active substances, hydrocarbon compounds.
В качестве соли угольной кислоты используют карбонат натрия, калия, кальция, гидрокарбонаты и т.п. Sodium carbonate, potassium, calcium carbonate, bicarbonates, and the like are used as the carbonic acid salt.
После обводнения нефти и вынесении решения о проведении водоизоляционных работ прекращают закачку в нагнетательную скважину рабочего (вытесняющего) агента и закачивают полимердисперсную систему. Водным раствором полимера и дисперсией твердых частиц заполняют высокопроницаемые промытые зоны пласта и практически полностью их изолируют (закупоривают). Закачиваемый после этого рабочий агент обходит изолированные зоны, поступает в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны и вытесняет нефть. Однако при этом не во все низкопроницаемые зоны поступает рабочий агент. В пласте имеются зоны с такой низкой проницаемостью, в которые способен проникнуть только газообразный рабочий агент. Кроме того, полная изоляция высокопроницаемых зон также бывает невыгодна, поскольку там остаются некоторые запасы нефти. В предложенном способе сочетается вытеснение нефти из низкопроницаемых зон залежи газообразным рабочим агентом с одновременным частичным образованием проницаемости в изоляции высокопроницаемых зон. Это достигается следующим образом. В состав дисперсной части полимердисперсной системы вводят легкоразрушаемый кислотой с образованием газа компонент - соль угольной кислоты. При контактировании в пласте соли угольной кислоты и раствора кислоты, главным образом соляной кислоты, образуется углекислый газ и вода. Углекислый газ под давлением поступает в низкопроницаемые зоны и вытесняет нефть. При длительном воздействии углекислый газ растворяется в воде и способствует увеличению подвижности рабочего агента и его лучшему продвижению в низкопроницаемые зоны залежи. На месте соли угольной кислоты образуются поры, изоляция водопритоков становится слабо проницаемой для рабочего агента. Проницаемости высокопроницаемых и низкопроницаемых зон выравниваются. После закачки раствора кислоты возвращаются к закачке рабочего агента и продолжают разработку залежи. After watering the oil and making a decision on conducting waterproofing works, the injection (displacing) agent is pumped into the injection well and the polymer dispersed system is pumped. An aqueous polymer solution and a dispersion of solid particles fill the highly permeable washed zones of the formation and isolate them almost completely (clog). The working agent pumped after this bypasses the isolated zones, enters the low-permeability oil-saturated zones and displaces the oil. However, in this case, not all low-permeability zones receive a working agent. In the reservoir there are zones with such low permeability, into which only a gaseous working agent is able to penetrate. In addition, the complete isolation of highly permeable zones is also disadvantageous, since some oil reserves remain there. The proposed method combines the displacement of oil from low-permeability zones of a reservoir by a gaseous working agent with the simultaneous partial formation of permeability in the isolation of highly-permeable zones. This is achieved as follows. The composition of the dispersed part of the polymer dispersed system is injected with a component that is readily destructible by acid to form gas — a salt of carbonic acid. Upon contact in the formation of a salt of carbonic acid and an acid solution, mainly hydrochloric acid, carbon dioxide and water are formed. Carbon dioxide under pressure enters low-permeability zones and displaces oil. With prolonged exposure, carbon dioxide dissolves in water and helps to increase the mobility of the working agent and its better promotion in low-permeability zones of the reservoir. Pores are formed in place of the carbonic acid salt, the isolation of water inflows becomes poorly permeable to the working agent. The permeability of high permeability and low permeability zones are aligned. After the injection of the solution of acid, they return to the injection of the working agent and continue to develop the deposit.
Количество соли угольной кислоты от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии подобрано экспериментально. The amount of carbonic acid salt from 6 to 15% of the amount of solid particles in the dispersion is selected experimentally.
После закачки водного раствора кислоты проведение технологической выдержки в течение 0,1-0,5 суток необходимо для полного прохождения реакции между солью угольной кислоты и раствором кислоты. After injecting an aqueous acid solution, holding the technological extract for 0.1-0.5 days is necessary for the complete passage of the reaction between the carbonic acid salt and the acid solution.
Примеры конкретного выполнения способа
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость -18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм2, нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29oС, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м3, вязкость - 46 мПа•с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м3/т, содержание серы - 3,64%.Examples of specific performance of the method
Example 1. An oil deposit of the Romashkinskoye field is developed with the following characteristics: porosity -18.4%, average permeability - 0.646 μm 2 , oil saturation - 61.1%, absolute mark of water-oil contact - 1530 m, average oil-saturated thickness - 4 m, initial reservoir pressure - 16 MPa, reservoir temperature - 29 o C, reservoir oil parameters: density - 930 kg / m 3 , viscosity - 46 MPa • s, saturation pressure - 1.8 MPa, gas content - 15.2 m 3 / t, content sulfur - 3.64%.
Ведут отбор нефти через 20 добывающих скважин и закачку через 6 нагнетательных скважин рабочего агента - минерализованной воды. Приемистость одной нагнетательной скважины составляет 400 м3/сут. При обводненности добываемой продукции в ближайших добывающих скважинах 60-70% проводят закачку полимердисперсной системы. В качестве полимердисперсной системы используют последовательно закачиваемые в равных объемах по 150 м3 0,05%-ный водный раствор полиакриламида и глинистой дисперсии плотностью 1050 кг/м3. Вместе с глинистой дисперсией закачивают 10 м3 дисперсии карбоната калия (К2СО3) плотностью 1045 кг/м3. Перед закачкой эти две дисперсии перемешивают. Количество карбоната калия составляет порядка 8% от количества твердых частиц глинистой дисперсии. После этого прокачивают 20 м3 12%-ного водного раствора соляной кислоты. Проводят технологическую выдержку в течение 0,3 сут и возобновляют закачку рабочего агента.Oil is taken through 20 producing wells and pumped through 6 injection wells of a working agent - mineralized water. The injectivity of one injection well is 400 m 3 / day. When the water content of the produced products in the nearest producing wells is 60-70%, the polymer dispersed system is injected. As the polymer-disperse systems utilize successively injected into an equal volume of 150 m 3 0.05% aqueous solution of polyacrylamide and clay dispersion density of 1050 kg / m 3. Together with the clay dispersion, 10 m 3 of potassium carbonate dispersion (K 2 CO 3 ) with a density of 1045 kg / m 3 are pumped. Before injection, the two dispersions are mixed. The amount of potassium carbonate is about 8% of the amount of solid particles of clay dispersion. After that, 20 m 3 of a 12% aqueous hydrochloric acid solution is pumped. Spend technological exposure for 0.3 days and resume the injection of the working agent.
Приемистость нагнетательной скважины снижается до 200 м3/сут. Обводненность добываемой продукции снижается до 40%.The injectivity of the injection well is reduced to 200 m 3 / day. The water content of the extracted products is reduced to 40%.
В результате нефтеотдача залежи увеличилась на 3%. As a result, oil recovery increased by 3%.
Применение количества соли угольной кислоты в пределах от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии и технологической выдержки в пределах от 0,1 до 0,5 суток приводит к аналогичному результату. The use of the amount of carbonic acid salt in the range from 6 to 15% of the amount of solid particles in the dispersion and technological exposure in the range from 0.1 to 0.5 days leads to a similar result.
Пример 2. Выполняют как пример 1. При закачке полимердисперсной системы используют модифицированную полимердисперсную систему, в качестве которой применяют волокнистодисперсную систему, содержащую в качестве дисперсной части смесь глинопорошка и древесной муки в равном массовом соотношении. Вслед за закачкой волокнистодисперсной системой закачивают 1%-ный раствор гидрокарбоната натрия (NaHCO3). Количество гидрокарбоната натрия составляет 6% от количества твердых частиц в дисперсии.Example 2. Perform as example 1. When injecting the polymer dispersed system using a modified polymer dispersed system, which is used as a fiber dispersed system containing as a dispersed part a mixture of clay powder and wood flour in an equal weight ratio. Following the injection with a fiber-dispersed system, a 1% solution of sodium bicarbonate (NaHCO 3 ) is pumped. The amount of sodium bicarbonate is 6% of the amount of solid particles in the dispersion.
Обводненность добываемой продукции снижается до 44%. The water cut of the extracted products is reduced to 44%.
В результате нефтеотдача залежи увеличилась на 3%. As a result, oil recovery increased by 3%.
Применение количества соли угольной кислоты в пределах от 6 до 15% от количества твердых частиц в дисперсии и технологической выдержки в пределах от 0,1 до 0,5 суток приводит к аналогичному результату. The use of the amount of carbonic acid salt in the range from 6 to 15% of the amount of solid particles in the dispersion and technological exposure in the range from 0.1 to 0.5 days leads to a similar result.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи. The application of the proposed method will improve the recovery of deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001131059A RU2188315C1 (en) | 2001-11-19 | 2001-11-19 | Method of oil pool development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001131059A RU2188315C1 (en) | 2001-11-19 | 2001-11-19 | Method of oil pool development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2188315C1 true RU2188315C1 (en) | 2002-08-27 |
Family
ID=20254329
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001131059A RU2188315C1 (en) | 2001-11-19 | 2001-11-19 | Method of oil pool development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2188315C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109652049A (en) * | 2018-12-29 | 2019-04-19 | 浙江海洋大学 | A kind of displacement of reservoir oil emulsion and preparation method thereof with magnetic nanoparticle |
-
2001
- 2001-11-19 RU RU2001131059A patent/RU2188315C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109652049A (en) * | 2018-12-29 | 2019-04-19 | 浙江海洋大学 | A kind of displacement of reservoir oil emulsion and preparation method thereof with magnetic nanoparticle |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1305047C (en) | Water-alternating-gas flooding of a hydrocarbon-bearing formation (870038 can 000) | |
| GB2442002A (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| EP0177324B1 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by permeability modification with phenolic gels | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2188315C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2094601C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2164593C1 (en) | Process of exploitation of oil pool | |
| RU2136872C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2211317C1 (en) | Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs | |
| Mihcakan et al. | Blending alkaline and polymer solutions together into a single slug improves EOR | |
| RU2334086C1 (en) | Method of oil pool development | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2140532C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2190091C2 (en) | Foam-mediated displacement of oil | |
| RU2818629C1 (en) | Method for acid treatment of bottom-hole zone of production wells of carbonate reservoir of bashkirian stage with underlying water for intensification of oil production | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2167277C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2148155C1 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2168005C2 (en) | Method of control of nonuniform oil pool development | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones | |
| RU2149255C1 (en) | Method for selective isolation of flooded intervals of bed in well | |
| RU2186958C1 (en) | Method of isolation of formation high-permeability intervals | |
| RU2076203C1 (en) | Method of development of floating oil pool | |
| RU2170817C2 (en) | Method of displacement of unrecovered oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20110304 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20131029 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20140121 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20151228 |
|
| MZ4A | Patent is void |
Effective date: 20170727 |